分段壓裂用尾管懸掛器與回接裝置關(guān)鍵技術(shù)

郭朝輝

(中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101)

國(guó)內(nèi)致密油氣和頁(yè)巖氣資源量巨大，但儲(chǔ)層基質(zhì)物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)和滲透性低，開(kāi)發(fā)時(shí)需要應(yīng)用分段壓裂技術(shù)[1-2]。由于儲(chǔ)層孔隙壓力較低，選用強(qiáng)度較低的套管即可滿足采油采氣要求；同時(shí)，由于地層破裂壓力較高，需選用強(qiáng)度較高的套管才能滿足壓裂作業(yè)需求；另外，水平井完鉆后，井眼條件不滿足裸眼完井改造與全井段固井的技術(shù)要求。為解決壓裂需求、井眼條件與管柱成本之間的矛盾，先前研究了用于分段壓裂的可回收回接管柱技術(shù)，通過(guò)尾管固井后回接壓裂管柱，建立全通徑高承壓井筒[3-5]，為分段壓裂儲(chǔ)層改造技術(shù)的實(shí)施提供井筒條件，但如何保證壓裂施工過(guò)程中尾管回接密封的可靠性與回接管防竄動(dòng)是技術(shù)難點(diǎn)?，F(xiàn)有技術(shù)，如文獻(xiàn)[6]提出的“回接插頭+水力錨+短套管+插管封隔器+短套管+密封插管+回接壓裂管柱串”管柱方案，由于各功能單元分別實(shí)現(xiàn)，結(jié)構(gòu)相對(duì)復(fù)雜，施工風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)較高。按照固井、完井和工具一體化的思路，筆者研究提出了分段壓裂用尾管懸掛器與回接裝置關(guān)鍵技術(shù)，建立了結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、全通徑和高承壓的井筒，有效避免了同類技術(shù)中回接管柱提前坐掛、環(huán)空封隔失效及短套管彎曲變形的風(fēng)險(xiǎn)，在大牛地氣田、東勝氣田和長(zhǎng)慶油田隴東區(qū)塊應(yīng)用中取得了較好的效果。

1 尾管固井后回接壓裂工藝及難點(diǎn)

1.1 施工工藝

尾管固井后回接壓裂管柱現(xiàn)場(chǎng)施工工藝可分為尾管固井、回接可回收壓裂管柱和起出可回收壓裂管柱3個(gè)階段[7-10]。水平井進(jìn)行尾管固井時(shí)，為便于坐掛尾管懸掛器及插入回接插頭，尾管懸掛器一般懸掛在穩(wěn)斜段。在尾管回接前，需要對(duì)尾管懸掛器回接筒的上部及內(nèi)部進(jìn)行掃塞及磨銑作業(yè)，以充分保證回接筒內(nèi)清潔?；亟庸苤迦牖亟油埠笞詣?dòng)錨定并形成密封，形成后續(xù)橋塞等壓裂施工要求的全通徑、高承壓的井筒。壓裂施工后，為順利實(shí)施生產(chǎn)技術(shù)措施，需要將可回收壓裂管柱起出回收，形成尾管懸掛器以上的大通徑井筒。

1.2 難點(diǎn)分析

為順利實(shí)施可鉆橋塞分段壓裂技術(shù)，尾管固井后回接管柱形成的井筒需要滿足以下要求：1)尾管回接后全井筒內(nèi)徑應(yīng)該一致，以保障順利起下泵送橋塞及送入工具；2)尾管回接后井筒能夠抗內(nèi)壓70 MPa以上；3)尾管回接壓裂管柱具有錨定與可回收功能。常規(guī)尾管懸掛器及配套回接插頭適用于注水泥固井回接，回接后能實(shí)現(xiàn)井筒內(nèi)徑一致，難點(diǎn)在于：1)現(xiàn)有尾管懸掛器及配套回接插頭的密封能力一般在35 MPa左右，抗內(nèi)壓強(qiáng)度一般低于70 MPa，并不具備插入錨定與可解鎖回收的功能，難以在有限的徑向尺寸條件下滿足固井過(guò)流需求又滿足完井高抗壓強(qiáng)度與錨定回收需求；2)尾管固井及掃塞過(guò)程中要保持回接筒密封的完整性，與回接插頭配合后密封達(dá)到70 MPa，錨定與解鎖回收操作簡(jiǎn)單，安全可靠。

2 尾管回接管柱技術(shù)及工具設(shè)計(jì)

2.1 技術(shù)方案

針對(duì)全通徑、高承壓、可回收尾管固井后回接分段壓裂井筒的技術(shù)要求，以降本增效和“下得去、封得嚴(yán)、鎖得住、丟得開(kāi)”為原則，在現(xiàn)有技術(shù)基礎(chǔ)上，結(jié)合尾管固井技術(shù)特點(diǎn)、完井管柱技術(shù)與生產(chǎn)工藝管柱技術(shù)需求，提出了一種“帶自鎖的回接插頭+回接壓裂管柱串”的分段壓裂用尾管懸掛器與回接裝置關(guān)鍵技術(shù)。該技術(shù)將尾管固井與完井通過(guò)固井工具結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)有效接為一體，以期實(shí)現(xiàn)一種簡(jiǎn)單、經(jīng)濟(jì)、實(shí)用的尾管固井和可回收回接壓裂管柱(見(jiàn)圖1)，滿足后期多種儲(chǔ)層改造的需要。

圖1 尾管固井可回收回接管柱結(jié)構(gòu)示意Fig.1 Diagram of retrievable tieback string after cementing the liner

尾管固井替漿結(jié)束候凝后，用特殊銑鞋清洗回接筒，下入回接插頭及套管串，調(diào)整井口，對(duì)環(huán)空及井筒進(jìn)行試壓，最后安裝采油樹(shù)，完成回接作業(yè)，為后續(xù)儲(chǔ)層改造提供安全可靠的井筒條件；壓裂后正轉(zhuǎn)進(jìn)行丟手，回收回接壓裂管柱，所有回接管柱不留在井內(nèi)。

文獻(xiàn)[6]中提出的“回接插頭+水力錨+短套管+插管封隔器+短套管+密封插管+回接壓裂管柱串”回接管柱方案，各種功能單元分別實(shí)現(xiàn)，結(jié)構(gòu)復(fù)雜，會(huì)增大施工的風(fēng)險(xiǎn)。例如，施工過(guò)程中遇到井底落物，插管封隔器卡瓦碎裂，造成回接管柱提前坐封坐掛，經(jīng)爆炸松扣及磨銑插管封隔器后，起出入井工具重新更換后達(dá)到回接管柱要求。一定程度上講，該回接管柱技術(shù)存在應(yīng)急后處理困難的問(wèn)題，而筆者所提出的回接管柱則不存在提前坐封的風(fēng)險(xiǎn)。與之相比，筆者提出的技術(shù)方案存在以下優(yōu)點(diǎn)：1)回接管柱結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，易于操作，可大大降低施工中的各種潛在風(fēng)險(xiǎn)；2)回接插頭采取硫化支撐密封形式，密封能力強(qiáng)，防損傷性能好；3)應(yīng)急處理措施簡(jiǎn)單快捷，成本低廉。

2.2 相關(guān)工具設(shè)計(jì)及配套施工工藝

2.2.1 新型尾管懸掛器

設(shè)計(jì)的新型尾管懸掛器是實(shí)施分段壓裂用尾管懸掛器與回接裝置關(guān)鍵技術(shù)的核心工具，其承內(nèi)壓強(qiáng)度及密封能力要遠(yuǎn)高于常規(guī)尾管懸掛器，至少達(dá)到70 MPa；同時(shí)，回接筒要具備鎖緊與解鎖功能。另外，還要考慮以下問(wèn)題：1)尾管懸掛器不同于不固井的完井用懸掛器[11]，后者對(duì)外徑的要求是小于套管通徑即可，而尾管懸掛器不僅要滿足尾管懸掛及丟手的技術(shù)要求，還要滿足固井循環(huán)或替漿過(guò)程中過(guò)流面積大的技術(shù)要求，因此尾管懸掛器的外徑要盡量小一些；2)尾管懸掛器內(nèi)徑要與尾管通徑相匹配，以滿足后續(xù)開(kāi)采施工全通徑的需求。由此可知，要提高新型尾管懸掛器的承壓強(qiáng)度與密封能力，就需要解決尾管懸掛器的材料、壁厚、結(jié)構(gòu)、強(qiáng)度、可靠性、經(jīng)濟(jì)性能和技術(shù)需求之間的矛盾。

尾管懸掛器留在井內(nèi)部分的薄弱環(huán)節(jié)有回接筒、回接筒與密封盒連接處和液缸等3處，如圖2所示。這3處存在的共同問(wèn)題是壁薄、強(qiáng)度低和密封能力低。針對(duì)這些問(wèn)題，采取了以下技術(shù)措施：

圖2 尾管懸掛器留在井內(nèi)部分的結(jié)構(gòu)Fig.2 Diagram of liner hanger remaining in the well

1) 提高抗內(nèi)壓與抗外擠強(qiáng)度。在保證通徑要求的前提下，加厚管壁(內(nèi)加厚)，核心部件采用抗內(nèi)壓強(qiáng)度與抗外擠強(qiáng)度更好的高性能材料。

2) 采用組合密封方式。主要包括：回接筒與密封盒外殼連接處采用圓螺紋與O形密封圈組合的密封形式，以增強(qiáng)密封能力；尾管懸掛器單元液缸滑動(dòng)密封處采用格萊圈與O形密封圈組合的密封形式(見(jiàn)圖3)，以避免液缸高壓滑動(dòng)過(guò)程中O形密封圈擠入軸孔間隙內(nèi)，造成密封失效。

圖3 液缸處格萊圈組合密封形式Fig.3 FXMD combination seal type of the hydraulic cylinder

3) 薄壁回接筒上端鎖緊機(jī)構(gòu)的設(shè)計(jì)。采取簡(jiǎn)單可靠的插入鎖緊與右旋丟手螺紋鎖緊方式，以解決復(fù)雜結(jié)構(gòu)使回接筒抗拉強(qiáng)度低的技術(shù)難題，同時(shí)解決回插通過(guò)性及丟手可靠性的問(wèn)題。該設(shè)計(jì)突破了原來(lái)固井工具專為固井服務(wù)的設(shè)計(jì)思路，實(shí)現(xiàn)了固井完井施工工藝的銜接與一體化設(shè)計(jì)。

2.2.2 回接插頭

固井用回接插頭一般采用O形圈密封或“V形圈+O形圈”的密封方式，密封能力在35 MPa左右，難以滿足壓裂施工70 MPa的要求。該類密封方式的缺點(diǎn)是，在回插裝置多次插入到回接筒時(shí)，O形密封圈容易發(fā)生磨損，而V形密封圈容易被刮出，導(dǎo)致密封組件松動(dòng)，造成密封失效。針對(duì)這一問(wèn)題，采取了橡膠硫化在金屬基環(huán)上的支撐密封形式，如圖4所示。這種硫化橡膠密封基環(huán)結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，耐磨損耐刮傷性高，承壓密封能力強(qiáng)，地面整機(jī)密封性能測(cè)試時(shí)其與回接筒環(huán)空密封能力達(dá)到90 MPa，完全滿足壓裂施工要求。

同時(shí)，回接插頭上端增加鎖緊卡瓦(見(jiàn)圖5)，與回接筒上的鎖緊結(jié)構(gòu)配合使用。若鎖緊卡瓦外圓為錐形公螺紋(左旋扣)，相應(yīng)回接筒為與之配合的錐形母螺紋(左旋扣)。進(jìn)行回接作業(yè)時(shí)，將鎖緊卡瓦外圓銑成8個(gè)簡(jiǎn)支梁結(jié)構(gòu)，在錐形螺紋作用下，回接插頭插入回接筒中，鎖緊螺紋相互嚙合形成鎖緊狀態(tài)，防止壓裂作業(yè)時(shí)高壓液體作用在回接插頭下端面，使回接管串向上竄動(dòng)。壓裂作業(yè)結(jié)束后，通過(guò)上提管柱并右轉(zhuǎn)，鎖緊卡瓦與回接筒之間的連接左旋螺紋脫開(kāi)，完成回接管柱鎖緊結(jié)構(gòu)的丟手回收作業(yè)。

圖4 硫化橡膠密封基環(huán)Fig.4 Seal ring of vulcanized rubber

圖5 鎖緊卡瓦Fig.5 Locking slip

2.2.3 配套施工工藝

固井后定點(diǎn)射孔壓裂儲(chǔ)層時(shí)，以套管外水泥環(huán)為層段間的封隔物，因此固井質(zhì)量的優(yōu)劣直接影響到儲(chǔ)層層段間的改造效果，特別是尾管懸掛器以下套管重疊段的固井質(zhì)量。若該井段固井質(zhì)量太差，在壓裂最后一段時(shí)可能會(huì)造成油套連通事故，影響儲(chǔ)層改造效果及后續(xù)開(kāi)采的進(jìn)行。

保持井下回接筒密封的完整性是各階段施工的核心工作，替漿碰壓后可采取不留塞作業(yè)措施，以降低掃塞時(shí)鉆頭對(duì)回接筒的潛在損傷風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)大排量沖洗回接筒，將回接筒鎖緊扣沖洗干凈，以防止扣內(nèi)附著水泥，影響鎖緊卡瓦鎖緊程度。

2.3 工具性能參數(shù)及室內(nèi)性能評(píng)價(jià)

2.3.1 工具性能參數(shù)

目前鄂爾多斯盆地北部地區(qū)油氣井常用三開(kāi)井身結(jié)構(gòu)。二開(kāi)用φ177.8 mm套管固井，三開(kāi)水平段采用φ152.4 mm鉆頭鉆進(jìn)，采用φ177.8 mm×φ114.3 mm尾管懸掛器固井技術(shù)，并用φ114.3 mm套管回接至井口。該懸掛器內(nèi)徑為101.6 mm，薄弱處抗內(nèi)壓、抗外擠強(qiáng)度分別達(dá)到95和83 MPa，尾管懸掛器與回接筒聯(lián)機(jī)后整體密封能力達(dá)到90 MPa，回接插頭與回接筒間鎖緊抗拉強(qiáng)度為1 800 kN。

2.3.2 室內(nèi)性能評(píng)價(jià)

根據(jù)整套工具“下得去、封得嚴(yán)、鎖得住、丟得開(kāi)”的設(shè)計(jì)思路，進(jìn)行了分單元與整機(jī)地面性能測(cè)試，主要分為鎖緊卡瓦插入、錨定能力及丟手單元試驗(yàn)和尾管懸掛器及回接裝置整體高壓密封試驗(yàn)。由于懸掛器懸掛卡瓦部分沿用原有結(jié)構(gòu)，故未進(jìn)行懸掛能力試驗(yàn)。

利用3 500 kN的拉壓水壓試驗(yàn)系統(tǒng)進(jìn)行插入及錨定能力試驗(yàn)，卡瓦插入阻力小于20 kN，抗拉強(qiáng)度達(dá)到1 800 kN，如圖6所示。利用多功能試驗(yàn)臺(tái)架進(jìn)行丟手試驗(yàn)，上提右轉(zhuǎn)15圈，順利將鎖緊卡瓦部分取出，丟手順利。

圖6 鎖緊卡瓦抗拉曲線Fig.6 Tensile test curve of locking slip

組裝懸掛器、回接插頭及封頭(見(jiàn)圖7)，利用增壓泵進(jìn)行密封性能測(cè)試，加壓至90 MPa無(wú)滲漏。試驗(yàn)表明，懸掛器及回接裝置密封能力達(dá)到90 MPa，滿足壓裂時(shí)的高承壓要求。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

分段壓裂用尾管懸掛器與回接裝置關(guān)鍵技術(shù)在大牛地氣田、東勝氣田及長(zhǎng)慶油田隴東區(qū)塊的27口井進(jìn)行了應(yīng)用。應(yīng)用井均為水平井，且都完成了壓裂作業(yè)。應(yīng)用井中，最深井深4 625.30 m，最長(zhǎng)水平段1 300.00 m，尾管懸掛器最大下深3 635.60 m，懸掛尾管最長(zhǎng)1 523.00 m，儲(chǔ)層壓裂施工壓力最高72.5 MPa，最低51.0 MPa，施工壓力總體較高。其中，大牛地氣田大平探7井三開(kāi)鉆進(jìn)過(guò)程中發(fā)生井漏，采取了堵漏措施，由于工況復(fù)雜，對(duì)尾管懸掛器及回接工具性能提出了較高的要求，且壓裂過(guò)程中最高壓力達(dá)到64.0 MPa，比較有代表性。因此，以大平探7井為例說(shuō)明現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況。

3.1 大平探7井井況

大平探7井是一口勘探評(píng)價(jià)水平井，設(shè)計(jì)采用三開(kāi)井身結(jié)構(gòu)，二開(kāi)套管下深3 199.00 m，三開(kāi)采用φ152.4 mm鉆頭鉆至井深4 199.00 m，水平段長(zhǎng)1 000.00 m，目的層為馬五5層，采用φ177.8 mm×φ114.3 mm尾管固井后，再采用φ114.3 mm可鉆橋塞分段壓裂完井技術(shù)對(duì)7段儲(chǔ)層進(jìn)行增產(chǎn)改造(其中，第一段壓裂施工曲線如圖8所示)。

圖8 大平探7井第一段壓裂施工曲線Fig.8 Operation curve of the first segment fracturing in Well Dapingtan 7

3.2 應(yīng)用情況

1) 采用φ177.8 mm×φ114.3 mm尾管水平井固井時(shí)，下入尾管串時(shí)摩阻大，頂替效率低。通過(guò)采取通井、合理安放扶正器及優(yōu)質(zhì)前置液等技術(shù)措施，提高了固井質(zhì)量。φ177.8 mm×φ114.3 mm尾管懸掛器正常坐掛、丟手，碰壓后采取不留塞作業(yè)技術(shù)，保持了回接筒清潔。經(jīng)測(cè)井，固井質(zhì)量?jī)?yōu)質(zhì)，滿足了后期可鉆橋塞分段壓裂對(duì)固井質(zhì)量的要求。

2) φ114.3 mm回接管柱是整個(gè)技術(shù)方案的核心環(huán)節(jié)，依次按照施工流程完成掃塞，磨銑回接筒，下入了“錨定回接插頭+回接套管串”組合回接壓裂管柱，先過(guò)提300 kN，驗(yàn)證鎖緊卡瓦的錨定能力，隨后管內(nèi)外分別試壓25.0 MPa，穩(wěn)壓30 min,達(dá)到了施工需求。

3) 按照設(shè)計(jì)要求進(jìn)行橋塞分段壓裂，累計(jì)入地液體總量6 552.0 m3，液氮284.0 m3，累計(jì)加酸2 320.0 m3，平均排量5.1 m3/min，最高泵壓64.0 MPa。各段壓裂施工均存在施工壓力偏高現(xiàn)象，最高施工壓力高達(dá)64.0 MPa。

4) 壓裂作業(yè)結(jié)束后，上提回接管串25 kN至中和點(diǎn)位置，右轉(zhuǎn)15圈，順利提出回接管柱，4組密封組件均結(jié)構(gòu)完整，硫化層外觀完好,無(wú)明顯損壞，證明高性能密封組件的高壓密封及重復(fù)耐磨性能滿足分段壓裂的要求。

4 結(jié) 論

1) 分段壓裂用尾管懸掛器與回接裝置關(guān)鍵技術(shù)通過(guò)改進(jìn)支撐密封形式及結(jié)構(gòu)參數(shù)優(yōu)化，提高了整體密封及抗壓強(qiáng)度，解決了尾管懸掛器及回接密封能力偏低的問(wèn)題，為后期分段壓裂增產(chǎn)技術(shù)實(shí)施提供了井筒條件。

2) 回接管柱采用插入錨定及可回收技術(shù)不僅解決了壓裂施工過(guò)程中回接管柱竄動(dòng)導(dǎo)致的密封失效與彎曲變形等技術(shù)難點(diǎn)，而且實(shí)現(xiàn)了回接管柱回收重復(fù)利用與技術(shù)套管大通徑的技術(shù)要求。

3) 分段壓裂用尾管懸掛器與回接裝置關(guān)鍵技術(shù)能夠解決固井地層漏失、裸眼完井管柱無(wú)法下入與分段壓裂要求全通徑高承壓井筒之間的矛盾，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層精細(xì)改造，提高改造增產(chǎn)效果。

4) 隨著難動(dòng)用儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)力度的增大，儲(chǔ)層破裂壓力不斷增大，現(xiàn)有工具的密封與抗壓強(qiáng)度不能滿足105 MPa級(jí)別現(xiàn)場(chǎng)施工需求，需要進(jìn)一步研發(fā)高性能的工具。

致謝：在本文撰寫(xiě)過(guò)程中，中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院姚輝前、張冠林等同志在資料收集及論文修改等方面提供了大量幫助，在此表示感謝。

參 考 文 獻(xiàn)

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